- •Предисловие
- •Список сокращений
- •Введение
- •Раздел первый автоматизированное и автоматическое управление нормальными режимами ээс
- •Глава 1. Автоматизированное и автоматическое регулирование частоты и активной мощности
- •1.1. Режимы работы энергосистем и управление ими
- •1.2. О рациональном управлении энергосистемой
- •1.3. Оптовый рынок электрической энергии Украины
- •1.4. Национальная энергетическая компания (нэк) «Укрэнерго» - основа оэс Украины
- •1.5. Основные понятия, характеризующие процессы в ээс. Взаимосвязь частоты и активной мощности
- •1.6. Общее положения автоматизированного и автоматического регулирования частоты и активной мощности
- •1.7. Первичные регуляторы частоты вращения турбин
- •1.8. Характеристики регулирования частоты вращения турбин и электрической части сети
- •1.9. Регулирование частоты первичными регуляторами частоты вращения турбин
- •1.10. Регулирование частоты с помощью вторичных автоматических регуляторов частоты
- •1.11.Автоматическое регулирование перетоков мощности
- •1.12. Математическая формулировка задачи оптимизации режима ээс
- •1.13. Метод Лагранжа
- •1.14 Удельные приросты затрат. Удельные расходы затрат
- •1.15. Реализация решения задачи оптимизации режима ээс с использованием математического пакета MathCad
- •‑ Вектор установленных мощностей эс1, эс2 и эс3, мВт; ‑ активная нагрузка, мВт. Имеем
- •1.16. Комплексное регулирование частоты и перетоков мощности
- •1.17. Управление активной мощностью и частотой оэс
- •Глава 2. Автоматическая частотная разгрузка
- •2.1. Назначение и основные принципы выполнения автоматической частотной разгрузки
- •2.2. Предотвращение ложных отключений потребителей при кратковременных снижениях частоты в энергосистеме
- •2.3. Автоматическое повторное включение после ачр
- •2.4. Схемы ачр и чапв
- •2.5. Отделение собственного расхода тепловых электростанций при снижении частоты в энергосистеме
- •2.6. Автоматический пуск гидрогенераторов при снижении частоты в энергосистеме
- •Глава 3. Автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу
- •3.1. Способы синхронизации
- •3.2. Точная синхронизация
- •3.3. Самосинхронизация
- •3.4. Устройства автоматического включения генераторов на параллельную работу
- •3.5. Синхронизатор с постоянным временем опережения типа убас
- •3.6 Автоматический синхронизатор типа са-1
- •3.7. Устройство полуавтоматической самосинхронизации
- •Раздел второй противоаварийное автоматическое управление в энергосистемах
- •Глава 4. Задачи противоаварийного автоматического управления ээс
- •4.1. Возмущающие воздействия на электроэнергетические системы
- •4.2. Противоаварийные управляющие воздействия
- •4.3. Назначение и классификация устройств противоаварийной автоматики
- •Глава 5. Средства повышения статической и динамической устойчивости
- •5.1. Средства повышения статической устойчивости
- •5.2. Средства повышения динамической устойчивости
- •5.3. Основные положения Руководящих указаний по устойчивости энергосистем
- •Глава 6. Структура устройств па для предотвращения нарушения устойчивости.
- •6.1. Общие принципы выполнения систем па.
- •6.2. Децентрализованный комплекс апну узла мощной электростанции
- •6.3. Децентрализованный комплекс апну межсистемной связи
- •6.4. Структурное построение централизованного комплекса апну
- •6.5. Варианты структурных схем централизованных комплексов апну
- •6.4. Общие принципы выполнения централизованных систем па
- •Глава 7. Режимные принципы па, предотвращающей нарушение устойчивости
- •7.1. Особенности апну
- •7.2. Предотвращение нарушений устойчивости в энергообъединении простейшей структуры
- •7.3. Области статической устойчивости энергосистемы
- •7.4. Процедура расчета предельного режима без учета самораскачивания
- •Переходным процессом в схеме (см. Рис. 7.2) соответствует система уравнений
- •7.5. Использование результатов расчета предельного режима
- •Глава 8. Алгоритмы централизованных комплексов па
- •8.1. Разработка Энергосетьпроекта (алгоритм 1)
- •8.2. Разработка ниипт (алгоритм 2)
- •8.3. Вариант решения централизованного комплекса апну с дозировкой управляющих воздействующих по алгоритму 1*)
- •Глава 9. Асинхронный режим и устройства автоматической ликвидации асинхронного режима
- •9.1. Общие положения
- •9.2. Способы ликвидации асинхронного режима
- •9.3. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации асинхронного режима
- •9.4. Устройство алар, разработанное Энергосетьпроектом
- •9.5. Способ приближенного определения положения эцк
- •Глава 10. Устройства автоматического ограничения повышения напряжения
- •10.1. Причины возникновения перенапряжений
- •10.2. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на линии
- •10.3. Автоматика шунтирующего реактора с искровым промежутком
- •Глава 11 Микропроцессорные автоматизированные и автоматические
- •11.2. Микропроцессорная автоматизированная система управления гэс
- •11.3. Микропроцессорная автоматизированная система управления тэс
- •11.4. Цифровая автоматическая система управления частотой и активной мощностью ээс
- •Глава 12. Особенности управляющих устройств и систем противоаварийной автоматики
- •12.1. Основные функции систем противоаварийной
- •Автоматики на основе современных оценок
- •12.2. Функционирование и развитие апну
- •Список литературы
1.14 Удельные приросты затрат. Удельные расходы затрат
Ранее отмечалось, что удельным приростом затрат называется частная производная от затрат по активной мощности агрегата:
.
Чтобы определить удельный прирост затрат агрегата, нужно знать его расходную характеристику, представляющую собой зависимость часовых затрат от активной мощности агрегата, т.е. Ti = f(Pi).
При равенстве нулю мощности, выдаваемой агрегатом, все же имеются затраты на так называемый холостой ход агрегата - Тiо. По мере увеличения активной мощности Рi затраты Тi растут. Скорость роста затрат характеризуется удельным приростом затрат, т.е. производной от затрат по мощности. Таким образом, (см. рис. 1.14.) графически удельный прирост выражается тангенсом угла наклона касательной к расходной характеристике в точке, соответствующей данному значению активной мощности. Практический смысл i – он соответствует повышению затрат при увеличении активной мощности агрегата на единицу. Объяснение принципа равенства удельных приростов как условия установления оптимального распределения активных мощностей следующее. Если такого равенства нет, то выгодно увеличивать активную мощность агрегата с меньшим удельным приростом, снижая ее у агрегата с большим приростом, т.к. при этом уменьшаются затраты. При этом у первого агрегата (с меньшим приростом) удельный прирост увеличится, а у второго – снизится. Такое перераспределение выгодно продолжать до тех пор, пока все удельные приросты не сравняются. Полученный режим будет оптимальным.
Р ис. 1.14. Расходная характеристика агрегата.
В отличие от удельного прироста удельный расход затрат, представляющий собой расход затрат на единицу активной мощности, т.е.
, (1.30)
в том же масштабе изображается тангенсом угла наклона секущей, проведенной из начала координат в данную точку расходной характеристики.
Очевидно, что при малых нагрузках агрегата удельный расход затрат превышает удельный прирост i i. По мере роста нагрузки удельный расход (i) снижается, а удельный прирост (i) растет.
В точке, в которой касательная к расходной характеристике проходит через начало координат (точка b) i = i. При этом удельный расход достигает минимального значения. С ростом активной мощности i i, т.е. удельный расход будет меньше удельного прироста. Точка, в которой удельный расход минимален и при этом равен удельному приросту, называется точкой экономического режима. Агрегат будет работать в экономичном режиме, если в соответствии с условиями (1.24) или (1.29) его загрузка будет в диапазоне мощностей:
, (1.31)
что служит дополнительным ограничением при решении задачи оптимизации режима.
1.15. Реализация решения задачи оптимизации режима ээс с использованием математического пакета MathCad
Р
Рис. 1.15. Схема энергосистемы.
Пренебрегаем потерями активной мощности в сетях. Распределению подлежит активная нагрузка, равная . Все ЭС тепловые.
Расходные характеристики энергоблоков каждой ТЭС представим в виде квадратичного полинома:
,
где – часовые затраты i-го энергоблока ТЭС в зависимости от его активной мощности ;
– коэффициенты квадратичного полинома.
Эквивалентная расходная характеристика j-ой ТЭС, сформированная с учетом характеристик энергоблоков, имеет вид:
.
Если принять , то суммарные часовые затраты на j-ой ТЭС будут равны:
,
где – установленная мощность электростанции j;
m – число энергоблоков на j-й ТЭС.
Тогда с учетом того, что , имеем:
;
;
.
Допустим, что матрица номинальных мощностей (МВт) энергоблоков ТЭС такова (нижняя граница индексации принимается равной единице ORIGIN:=1):
,
где по столбцам заданы номинальные мощности каждого i-го () энергоблока j-ой () ТЭС.
Матрицы коэффициентов характеризуем следующими численными реализациями:
По столбцам каждой из матриц коэффициентов записаны значения соответствующих коэффициентов тех энергоблоков, мощности которых заданы в матрице .
Расчет коэффициентов квадратичного полинома эквивалентной расходной характеристики применительно к численным значениям данной задачи: